北海炼油异地改造石化项目基础设计说明书.docx

1、北海炼油异地改造石化项目基础设计说明书附图1：全厂总工艺流程（基础流程）附图2：全厂总工艺流程（本项目）1 概述1.1 项目名称和建设地点 1）工程名称：北海炼油异地改造石油化工（20万吨/年聚丙烯）项目 产品质量升级改造项目 工程简称：产品质量升级改造项目 项目号：176131B 2）建设单位：中国石化北海炼化有限责任公司 3）建设地点：广西壮族自治区北海市铁山港区1.2 设计依据1） 可行性研究报告和批文：a）中国石化北海炼化有限责任公司/北海炼油异地改造石油化工（20万吨/年聚丙烯）项目产品质量升级改造项目可行性研究报告（中石化洛阳工程有限公司，2014年3月，项目文件号：176131F

2、0000）。b）关于北海炼油异地改造石油化工（20万吨/年聚丙烯）项目产品质量升级改造项目可行性研究报告的批复，石化股份计【2014】399号。2）中国石化北海炼化有限责任公司北海炼化产品质量升级改造项目基础设计委托的函，二一四年四月二十一日。3）北海炼化产品质量升级改造项目环境影响报告书及批复文件（桂环审2014149号）。4）北海炼化产品质量升级改造项目安全评价报告书及批复文件（北安监危化项安条审字20143号）。5）北海炼化产品质量升级改造项目职业病危害预评价报告书及批复文件（北安监协调201417号）。6） 经确定的工艺装置工艺专利商提供设计基础数据。7）工程设计基础资料（BEDD）。

3、8） 业主提供的与该项目有关的技术资料。9）相关工作会议纪要。1.3 设计原则1）产品质量升级改造采用成熟、可靠、环境友好的工艺技术，降低消耗，使全厂各项技术指标和生产管理达到国内先进水平。2）充分依托现有的生产装置及公用工程设施，合理控制投资，做到少投入多产出。3）本着节约投资、减少占地、减少定员的原则，坚持工厂设计模式改革，全厂生产装置采用集中控制，统一管理。4）依托地方和工厂现有条件，维持工厂现有的组织结构和生产运行模式。5）重视环境保护，严格控制环境污染，严格遵守国家及当地的有关环境保护、劳动安全卫生等方面的法规，采取坚实有力的措施减少污染物的排放。本项目做到增产不增污。 6）工厂现有

4、一座中心控制室。工艺装置和公用工程设施在中心控制室集中操作、控制和管理。7）全厂按同开同停，四年一检修设计，年开工时数8400小时。连续生产岗位采用四班配员，三班操作，非连续生产岗位根据工作需要按两班或一班配员。生产和管理人员定员按中石化有关规定执行。8）汽柴油产品按满足国V质量标准设计。9）设计选用的标准规范：装置及系统配套设施设计应严格执行现行的法律、法规、国家颁布的一般性规范和标准及行业规范和标准的要求。1.4 主要设计规定1）关于全厂氢平衡本工程以重整氢作为全厂氢源，重整氢压力为2.0MPa（表），催化重汽油加氢、石脑油加氢等装置不设新氢压缩机。2）关于气体流向和脱硫设置原料预处理装置

5、常顶减顶气、加氢脱硫装置塔顶气、加氢处理装置干气、石脑油加氢塔顶气、重整稳定塔顶气送焦化富气压缩机入口；柴油加氢低分气经脱硫后送膜分离装置回收氢气，膜分离氢气进重整压缩机入口，膜分离尾气进全厂燃料气管网。干气脱硫原设置两个脱硫塔，其中：气柜气和催化干气合并脱硫；饱和干气（含焦化干气、原料预处理干气、加氢干气等）单独脱硫，脱硫后干气进全厂燃料气管网。催化液化气与焦化液化石油气合并脱硫脱硫醇，脱硫后进气体分馏装置，分出精丙烯、丙烷及混合碳四。混合碳四做为MTBE原料，醚后碳四作为液化气产品出厂。原料预处理液化气利用现有设施脱硫脱硫醇。3）催化裂化装置设置催化汽油分馏塔，轻汽油去产品精制脱硫脱硫醇后

6、直接作为汽油调和组分；重汽油去催汽加氢装置精制后，单独作为汽油调和组分。4）气分装置的不凝气返回催化裂化装置回收丙烯。5）原油进厂及产品出厂方式本工程所需原油罐、原油调合设施、原料预处理装置供料泵及原油供料计量等相关设施全部依托320万北海商业储备库；本工程所需汽、柴油成品罐，汽、柴油公路装车设施（含装车泵），汽、柴油装船及计量等相关设施，全部依托北海-南宁成品油管道工程首站。6）储运专业按催化轻汽油、催化重汽油、重整重汽油、重整拔头油（重整戊烷油与拔头油合并作为一个调和组分）、柴油加氢石脑油、MTBE分别设置汽油组分罐，并按以上组分设计汽油在线调和设施。汽油产品分为车用汽油及乙醇汽油基础油两

7、类，按各占50考虑，汽油牌号按92#、95#考虑；柴油产品分为车用柴油及普通柴油两类，按各占50考虑。2 设计范围及设计分工 本项目工程单元划分及设计主项见下表。工程单元划分及设计主项表序号装置(单元)名称单元号说明备注1工艺装置 1.1500万吨/年原料预处理装置改造0201A消除瓶颈改造1.2170万吨/年催化裂化装置改造0202AMIP-DCR技术改造1.3连续重整装置改造0211A由60万吨/年扩能改造至80万吨/年1.4苯抽提装置改造0212A由12万吨/年扩能改造至15万吨/年1.5260万吨/年柴油加氢装置0215A串联一台柴油精制反应器1.650万吨/年催化原料改质装置0216

8、新增一台催化原料改质反应器1.7产品精制装置改造0234A1.8产品精制干气回收改造02144500m3/h氢气1.950万吨/年催化重汽油加氢装置改造0239A1.106万吨/年硫磺回收装置改造0256A南京工程公司2总图运输2.1工厂总平面0101A3储运设施3.1原油泵棚改扩建0302A增加1台原油泵3.2LPG罐区及泵棚改扩建0303-3A增加1台3000m3LPG球罐3.3全厂工艺及热力管网改扩建0326A4给排水4.1厂内给排水及消防管网0507A4.2含盐污水处理改造02575供电5.1厂区供电及照明改造0602A5.2全厂电信改造0603A5.335 kV变电所-1改造0607

9、-1A5.435 kV变电所-2改造0607-2A5.510kV变电所-1改造0607-4A6管理区及辅助生产设施6.1中心化验室及环保监测站0701A6.2全厂中心控制室改造0710A6.3现场机柜间-1改造0719-1A6.4现场机柜间-2改造0719-2A6.5现场机柜间-3改造0719-3A6.6现场机柜间-4改造0719-4A6.7现场机柜间-5改造0719-5A3 建设规模、产品方案及工艺流程3.1 建设规模及加工原料本项目原油加工规模为650万吨/年，设计加工进口混和含硫原油，平均API为29.9，平均硫含量为1.51，平均酸值为0.35 mgKOH/g（按1.0 mgKOH/g

10、设防），设计基准油种为沙中原油及罕戈原油按1：1比例混和而成，混和原油性质见表3.1-1。表3.1-1 原油主要性质原油名称单位混合原油API29.9 密度g/ml0.8730 硫含量wt%1.52 酸值mgKOH/g0.35 （按1.0设防）残炭wt%5.38 镍含量ppm16.48 钒含量ppm23.70 表3.1-2 原油切割方案侧线名称切割温度（）收率 产品去向干气0.53自用燃料液化气1.15商品外销直馏石脑油17015.38重整预处理直馏柴油17037031.30柴油加氢直馏蜡油37056528.37催化裂化减压渣油56523.28延迟焦化、沥青表3.1-3 直馏石脑油（565）馏

11、分性质项目混和减渣备注比重1.0066 硫含量，wt3.0799 总氮，ppm6770 残炭，wt23.24 镍含量，ppm68.91 钒含量，ppm94.81 表3.1-7 各混和直馏馏分馏程项目石脑油柴油减压蜡油减压渣油ASTM D86 AT 760，ASTM D1160 AT 760，初馏点391443454845% 5620137052810% 5921638155330%7624146959850%10926848065770% 13430051176490%15734356287895%16535658087898%1763666058783.2 主要产品规格标准本项目以生产车用燃

12、料为主，兼顾生产化工产品。汽油产品生产国乙醇汽油基础油及国车用汽油，各占50%；柴油产品满足国柴油标准，其中车用柴油及普通柴油各占50%，其它产品标准按满足现行国标执行，详见下表。表3.2-1 主要产品执行标准汇总产品名称执行标准备注车用汽油GB17930-2013车用乙醇汽油基础油参照GB17930-2013其中：辛烷值相应降低1.5单位车用柴油GB19147-2013普通柴油GB 252-2011硫含量10ppm液化石油气（工业和民用燃料）液化石油气（GB 11174-2011）石油苯石油苯（GB3405-89）工业硫磺工业硫磺（GB2449-2006）表3.2-2 车用汽油产品主要技术指

13、标项目GB17930-2013（国V）辛烷值 RON89 92 95抗爆指数 DON84 87 90硫含量（mg/kg），不大于10芳烃含量（体积分数）/，不大于40烯烃含量（体积分数）/，不大于24苯含量（体积分数）/，不大于1.0氧含量（质量分数）/，不大于2.7锰含量（g/L），不大于0.002蒸汽压/kpa 11月1日至4月30日4585 5月1日至10月31日4065馏程 10蒸发温度/，不高于70 50蒸发温度/，不高于120 90蒸发温度/，不高于190 终馏点/，不高于205 残留量（体积分数）/，不大于2表3.2-3 柴油产品主要技术指标项目GB19147-2013（国车用柴

14、油）GB 252-2011（普通柴油）十六烷值5145十六烷指数4643硫含量（mg/kg），不大于1010密度，20kg/m3810-850报告多环芳烃（质量分数）/，不大于11-95%回收温度，不高于 365365*普通柴油硫含量现有标准为350ppm，表中10ppm为将来执行的预估值。表3.2-4 3号喷气燃料主要技术指标项目ItemGB6537-2006总酸值（mgKOH/g），不大于0.015芳烃含量（体积分数）/，不大于20.0烯烃含量（体积分数）/，不大于5.0总硫含量（质量分数）/，不大于0.20硫醇性硫（质量分数）/，不大于0.002闪点（闭口）/，不低于38密度20（kg/

15、m3）775830冰点/，不高于-47运动粘度，（mm2/s）20，不小于1.25-20，不大于8.0烟点/ mm，不小于25表3.2-5 液化石油气主要质量指标（GB 11174-2011）项 目质量指标试验方法密度（15），kg/m3报告SH/T 0221蒸气压(37.8)/kPa 不大于1380GB/T 12576C5及C5以上组分含量， %（v/v） 不大于3.0SH/T 0230残留物蒸发残留物，mL/100mL 不大于油渍观察0.05通过SY/T 7509铜片腐蚀（40，1h）/级 不大于1级SH/T 0232总硫含量，mg/ m3 不大于343SH/T 0222硫化氢（需满足下列

16、要求之一）： 乙酸铅法 层析法/（mg/m3） 不大于无10SH/T 0125SH/T 0231游离水无目测表3.2-6 工业硫磺主要质量指标（GB2449-2006）项 目质量指标优等品一等品合格品硫含量，%(m) 不小于99.9599.599.0酸度，(以H2SO4计)，% 不大于0.0030.0050.02有机物，%(m) 不大于0.030.300.80灰分，%(m) 不大于0.030.100.20砷，%(m) 不大于0.00010.010.05铁, %(m) 不大于0.0030.005-液体硫磺：水分,%(m) 不大于0.100.501.00固体硫磺：水分,%(m) 不大于2.02.0

17、2.0筛余物(粒度大于150m),% (m) 不大于003.0筛余物(粒度为75m150m),% (m) 不大于0.51.04.03.3 总工艺流程3.3.1 总工艺流程描述 650万吨/年混和原油进原料预处理装置加工。本装置采用减压深拔技术，并设置轻烃回收设施，以将催化原料最大化拔出为设计目标，原设计加工规模为500万吨/年，本项目进行脱瓶颈技术改造，满足650万吨/年原油的加工需求。原料预处理装置将混和原油分馏为干气、LPG、直馏石脑油、直馏柴油、减压蜡油与减压渣油。减压渣油主要去延迟焦化装置、部分生产沥青，减压蜡油去催化裂化装置，直馏柴油去柴油加氢装置，直馏石脑油作重整预加氢装置进料。干

18、气经脱硫后作装置加热炉燃料，液化气经脱硫后作商品。1）渣油加工 全厂生产减压渣油151.29万吨/年，其中10万吨/年减压渣油生产沥青，其余141.29万吨/年减压渣油及16.25万吨/年催化油浆共计157.54万吨/年，进延迟焦化装置加工。生产出焦化干气、焦化液化气、焦化汽油、焦化柴油及石油焦。焦化干气经脱硫后进工厂瓦斯管网，焦化液化气经脱硫后作产品，焦化汽柴油进柴油加氢装置，焦化蜡油进催化装置。2）蜡油加工 全厂生产直馏蜡油184.40万吨/年、焦化蜡油27.58万吨/年。焦化蜡油及直馏重蜡油共50万吨/年进新建催化原料改质单元经加氢脱硫后，与直馏蜡油混合进催化裂化装置。本催化装置生产高辛

19、烷值、低烯烃含量的汽油组分，反应部分原采用石油化工科学研究院的MIP-CGP工艺技术，本项目改造为MIP-DCR工艺技术。 3）煤、柴油加工全厂生产直馏煤油46.80万吨/年，经航煤加氢精制单元精制后作为航煤产品出厂。 全厂生产焦化汽柴油、催化柴油、直馏柴油共计271.35万吨/年，进柴油加氢装置加工。本装置生产的精制柴油原按满足国标准设计，本项目新增一个串联反应器，生产满足国标准的精制柴油。装置所用氢源为连续重整装置提供的重整氢。加氢石脑油一部分作为汽油调合组分参与全厂汽油调合，一部分作为石脑油产品出厂。4）催化汽油加工 催化裂化装置将催化汽油分为轻汽油和重汽油，其中催化轻汽油16.69万吨

20、/年，进行碱洗脱硫醇处理后作为汽油调合组分；催化重汽油71.17万吨/年，进催化重汽油加氢装置加工，本装置原设计采用石科院RSDS-技术，本项目进行技术改造，增加反应器、更换催化剂等，生产满足全厂国汽油调和需求的精制产品。5）石脑油加工全厂生产直馏石脑油99.93万吨/年，进重整预加氢。经预加氢装置加工后，产19.06万吨/年预加氢拔头油作为汽油调合组分，产80.04万吨/年预加氢重石脑油进连续重整装置，重整生成油切割为轻、重两组分，轻组分作为苯抽提装置进料抽提出苯作为产品，重组分经二甲苯塔蒸馏生产混二甲苯产品，其余重整重汽油作为高辛烷值汽油调合组分。副产的重整氢作为全厂氢源。连续重整装置原设

21、计规模为60万吨/年，本项目改扩建为80万吨/年；苯抽提装置原设计规模为12万吨/年，本项目改扩建为15万吨/年。6）全厂气体加工安排（1）原料预处理装置常顶减顶气、加氢脱硫装置塔顶气、加氢处理装置干气、石脑油加氢塔顶气、重整稳定塔顶气送焦化富气压缩机入口，柴油加氢低分气经脱硫后送膜分离装置回收氢气，膜分离氢气进重整压缩机入口，膜分离尾气进全厂燃料气管网。（2）干气脱硫原设置两个脱硫塔，其中：气柜气和催化干气合并脱硫；焦化干气、原料预处理干气合并脱硫，脱硫后干气进PSA提取氢气后进全厂燃料气管网。（3）催化液化气单独脱硫脱硫醇；焦化液化气、原料预处理液化气合并脱硫脱硫醇，并设置焦化液化气进催化

22、液化气脱硫脱硫醇设施的管线。（4）脱硫后催化液化气进气体分馏装置，分出精丙烯、丙烷及混合碳四作为液化气产品出厂。3.3.2 主要工艺装置加工规模表3.3-1 主要工艺装置加工规模 单位：万吨/年序号装置名称原设计规模本次改造后加工能力备注1原料预处理500650改造2延迟焦化1201203催化裂化170210改造4柴油加氢260270改造5催化原料改质-50新建6航煤加氢50507催化重汽油加氢5080改造8连续重整6080改造9苯抽提1215改造10气体分馏404011MTBE8812聚丙烯141413硫磺回收69改造14产品精制配套建设配套改造改造3.3.3 全厂物料平衡表3.3-2 全厂

23、物料平衡表 单位：万吨/年 序号项目加工量备注一入方652.411 混和原油650.002 甲醇2.41二出方652.411国汽油164.47 92#基础油65.79 95#基础油16.45 92#汽油65.79 95#汽油16.452航煤46.663柴油250.30 普通柴油125.15 国车用柴油125.154石脑油18.455液化气39.146聚丙烯13.197苯4.238混二甲苯14.689沥青10.0010石油焦50.2911硫磺7.2912自用小计33.25 催化烧焦14.08 装置用燃料气16.25 锅炉用燃料气2.9213损失0.47三技术经济指标1综合商品率%94.832轻油

24、收率%76.453(柴+煤)/汽1.813.3.4 全厂燃料平衡全厂工艺加热炉及动力锅炉正常工况以自产燃料气为燃料，燃料气主要由脱硫催化干气、焦化干气、加氢干气、气分干气等组成，混合燃料气组成及全厂燃料平衡分别见表3.3-3、3.3-4。工厂燃料气管网条件：温度： 40；压力：0.40.6 MPa（表）；低发热值：7983 kcal/Nm3。表3.3-3 工厂燃料气组成组分体积组成%氢气28.82甲烷37.45乙烷15.98乙烯5.23丙烷1.25二氧化碳0.16丙烯0.63异丁烷0.16正丁烷0.62硫化氢0.00反丁烯0.08正丁烯0.08异丁烯0.06顺丁烯0.06氧气0.48氮气8.09一氧化碳0.42C5及以上0.43合计100.00表3.3-4全厂燃料平衡 单位:万吨/年序号装置名称装置加工负荷燃料气消耗备注万吨/年万吨/年一、燃料气产出19.17二、燃料气消耗1原料预处理650.005.622延迟焦化152.433.503催化裂化210.194柴油加氢271.570.415催化原料改质50.000.206航煤加氢46.807催化重汽油加氢71.170.328连续重整80.045.829苯抽提14.3310气